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北极星售电网获悉,江西省发改委日前发布了《关于征求江西电力现货市场建设方案意见的函》,方案中称,落实国家关于非试点省份加快推动电力现货市场建设相关要求,建立以中长期交易为主、现货交易发挥重要作用的电力市场。
江西电力现货市场建设分为试点建设期和中远期两个阶段实施。
(一)试点建设期(2021-2022年)
试点建设阶段为现货市场试点建设工作开启后两年内,选择“集中式+节点边际电价+发电侧报量报价”的市场模式。建立中长期合约“曲线化”交易机制,建立日前、实时电能量交易机制,建立与现货电能量市场相匹配的辅助服务机制,建立燃煤发电机组竞争、新能源和用户侧参与交易方式,建立科学合理的容量成本补偿机制,建立与现货市场相匹配的结算机制,建立现货市场配套机制。
(二)中远期(2023年及以后)
试点建设阶段目标基本达成后,开始中远期阶段建设。包括探索输电权、容量市场等交易机制;引入新能源和用户“报量报价”,扩大发电侧竞价范围,实行发用两侧双边竞价;丰富辅助服务市场交易品种,建设备用辅助服务市场,实现电能、备用、调频辅助服务一体优化、联合出清等。
参与现货市场的方式:
统调火电企业:统调燃煤机组采用“报量报价”方式参与现货市场。初期,新能源机组不参与现货市场,水电机组不参与现货市场。电力用户和售电公司:采用“报量不报价”方式参与现货市场。合理确定用电侧参与现货市场的规模。
详情如下:
江西省发展改革委关于征求江西电力现货市场建设方案意见的函
各设区市发展改革委(能源局),赣江新区经发局,上饶市工信局,国网江西省电力有限公司,国家电投江西公司、国家能源集团江西公司、华能江西分公司、大唐江西分公司、省投资集团公司,国华九江公司,江西电力交易中心有限公司,各有关市场主体:
根据国家发展改革委《电力现货市场建设方案编制工作指引》相关要求,省发展改革委编制了《江西电力现货市场建设方案(征求意见稿)》,现公开征求意见,请各单位于2020年12月21日前书面反馈意见至省发展改革委。
联系人:王岩;联系方式:0791-88915241,nyjjx2009@126.com
附件:江西电力现货市场建设方案(征求意见稿)
2020年12月15日
江西电力现货市场建设方案
(征求意见稿)
为深入贯彻《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)及其配套文件精神,落实国家关于非试点省份加快推动电力现货市场建设相关要求,建立以中长期交易为主、现货交易发挥重要作用的电力市场,提升电力资源优化配置和电网运行效率,结合江西实际,制定本方案。
一、总体要求
(一)指导思想
以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,根据党中央关于深化电力体制改革的总体要求,进一步深化电力体制改革,遵循社会主义市场经济规律和电力工业发展规律,坚持“安全、协调、统筹、务实、共赢”的原则,构建符合江西实际的电力现货市场,发挥市场在资源配置中的重要作用,保障电力供需平衡和电网安全稳定运行。
(二)基本原则
坚持安全可靠。在保障电网安全稳定运行、电力可靠供应的基础上,遵循电网运行客观规律和江西电网实际,因地制宜,构建与江西电网格局相适应的电力现货市场,实现电网安全运行与市场有序运作的统一。
坚持协调发展。以市场化方式激励各类型电源参与电网调节,充分考虑风电、光伏等新能源发电特性,推动传统电源转变发展定位,调动各类电源参与辅助服务市场的积极性,促进传统能源和新能源协调发展,最大程度提高电力系统效率,努力达到社会效益和环境效益最优。
坚持统筹有序。统筹处理好市场交易与电网安全稳定运行、电力安全有序供应和优先发电购电之间的关系,协调处理好省间市场与省内市场、中长期与现货交易、电能量与辅助服务、新能源消纳与电力市场之间的关系,总体设计、分步实施,积极稳妥、有序推进。
坚持务实高效。以解决实际问题、推动改革进程为切入点,着力构建适合江西电源结构、主体多元、竞争有序的电力市场体系,充分发挥市场在资源配置中的决定性作用,提升电力系统运行效率。
坚持开放共赢。在编制现货市场建设方案、制定运营规则过程中,做到公开、公平、公正,广泛听取各方意见和建议,统筹兼顾各方诉求,通过合理的市场机制体系设计,实现市场改革红利共享,多方共赢。
(三)总体目标
按照“统一市场、两级运作”整体框架,坚持积极稳妥、分阶段实施建设原则,结合江西省电网实际运行特点,以问题为导向,建设现货市场技术支持系统、电力电量平衡机制和价格机制。逐步构建“中长期交易规避风险,现货市场发现价格,交易品种齐全,交易功能完善”的电力市场体系,促进电力系统安全稳定运行、电力可靠有序供应,实现能源资源大范围优化配置。
二、基本情况
(一)电力系统概况
1.电网现状
江西电网位于华中电网东南部,外部通过三回500千伏线路与湖北电网相连,内部基本形成以500千伏为骨干、220千伏为支撑的电网体系。500千伏“两纵四横五环网”骨干网架已基本形成,220千伏变电站基本实现“县县覆盖”。
2.装机规模
截至2020年11月,江西统调装机容量2971万千瓦,其中:火电装机2026万千瓦,占比68.2%;水电装机332万千瓦,占比11.2%;光伏发电装机208万千瓦,占比7%;风电装机405万千瓦,占比13.6%。
3.电力消费
江西用电需求整体呈现“体量小、增长快、紧平衡”的特点。“十三五”期间,全省全社会用电量保持快速增长,“十三五”前四年年均增长率在9%以上,2019年全社会用电量达到1536亿千瓦时,全社会发电量1403亿千瓦时,累计购省外电量137.16亿千瓦时。
4.新能源消纳
2019年江西电网全口径风电发电量51亿千瓦时;全口径光伏发电量30亿千瓦时,截止目前江西电网风电、光伏发电量均全额消纳。
(二)电价体系
江西电价体系分为上网电价、销售电价和输配电价。上网电价按电源类型分为火电、水电、和新能源三大类,其中,燃煤机组上网电价执行“基准价+上下浮动”的市场化价格机制;水电机组根据装机容量和调节能力执行分档上网电价;风电、光伏等新能源机组执行国家规定的标杆上网电价。销售电价按用电性质分为居民生活用电、农业生产用电和工商业及其他用电。大工业用电实行两部制电价,一般工商业用电及其他用电实行单一制电价。
(三)中长期交易开展情况
2014年以来,江西认真贯彻国家电力市场化交易各项工作部署,结合江西实际,稳步有序推进江西电力市场建设。通过建立健全电力中长期市场规则体系,规范市场交易行为,有序放开发用电计划,积极培育市场主体竞争意识,江西电力市场交易规模不断扩大、市场主体数量不断增加、市场交易体系不断完善。截止目前,参与江西电力市场化交易发电企业14家、售电公司86家、电力用户8808家,累计完成市场化交易电量超1500亿千瓦时,降低企业用电成本超23亿元。
2020年,江西首次实行市场化交易“全年全电量”、“月结月清,月度偏差考核”模式,按照“年度+月度+月内”交易周期常态化组织交易,进一步缩短交易周期、丰富交易品种,采用上下调预挂牌机制进行处理发电侧市场化合同偏差。探索建立分时段市场化交易机制,基于各季节、各时段用电特性差异,将电力中长期交易单一时段分解为“尖、峰、平、谷”四个时段,7-9月组织开展为期3个月的模拟运行,通过市场价格信号引导需求侧主动错峰用电、缓解江西电力供需紧张形势做了有益的探索。
三、分阶段建设目标
按照“总体设计、分步实施”原则,江西电力现货市场建设分为试点建设期和中远期两个阶段实施。
(一)试点建设期(2021-2022年)
试点建设阶段为现货市场试点建设工作开启后两年内,选择“集中式+节点边际电价+发电侧报量报价”的市场模式,主要建设目标和实施路线为:
一是建立中长期合约“曲线化”交易机制。中长期分解曲线经双方协商一致后确定,可选择自定义曲线或典型曲线,实现中长期交易与现货交易相衔接。
二是建立日前、实时电能量交易机制。日前电能量市场采用全电量申报、集中优化出清方式,日内实时平衡机制采用基于日前封存的发电侧单边报价、全电量集中优化出清方式,形成分时价格信号,发现电能商品时间价值;出清模型以全电量集中优化方式,同步考虑机组物理特性和电网安全约束,依据电网阻塞情况形成节点边际电价,体现电能商品空间价值。通过构建日前、实时现货交易机制,进一步实现电力调度机构优化安排电网运行的市场化和程序化。
三是建立与现货电能量市场相匹配的辅助服务机制。建设调频辅助服务市场,调频辅助服务市场采用集中竞价方式开展,与现货电能量市场协调出清,保留必要的调频容量。
四是建立燃煤发电机组竞争、新能源和用户侧参与交易方式。日前现货交易环节,统调燃煤机组“报量报价”,参与竞价;用户“报量不报价”,每个交易时段以用户申报的用电量作为结算依据。初期新能源暂不参与现货市场,逐步探索新能源机组超出保障性利用小时部分按“报量不报价”方式参与现货市场。
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